Природные углеводородные газы реферат

Обновлено: 02.07.2024

Ø Газовые месторождения – содержат УВ, которые являются газовыми как в условиях нахождения под землёй, так и после выхода на поверхность (добыча).

Ø Попутные газы нефтяных месторождений – газы находятся в растворённом виде или в форме газовых шапок в большинстве месторождений нефти.

Ø Газоконденсатные месторождения– газ содержит УВ, которые являются жидкими при нормальных условиях, и после добычи эти УВ отделяются в виде жидкой фазы (газовый бензин).

Ø Природные газы в месторождениях каменного угля или сланцев – газ находится как в порах твёрдых ископаемых (угля) так и между их слоями. В последние годы в США все шире проводится добыча сланцевых газов.

Ø Месторождения газовых гидратов – твёрдые снегообразные образования, состоящие из низших алканов С₁-С₃ и молекул воды, связанными слабыми взаимодействиями, причём молекула воды образует каркас (как в кристаллах льда, в полости которых удерживается молекула УВ). В зависимости от структуры кристалла гидраты могут иметь разный состав. Таких месторождений разведано огромное количество – углеводородов в них больше, чем в других газовых месторождениях в сумме с нефтяными. Но пока не существует безопасных технологий их добычи (при нагреве до 20-30 0С начинается взрывной процесс разложения газовых гидратов). Поэтому их пока рассматривают только как перспективное сырье.

Состав природных газов:

· Азот (N₂) – является одним из компонентов природного газа и его доля в нём может достигать 15%.

· Газообразные сераорганические примеси (меркаптаны СН₃SH, сульфиды R-S-R), иногда их может быть несколько процентов.

· Различные другие газообразные примеси – СО₂, Н₂, Н₂S, Н₂O, He.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КОМПОНЕНТОВ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Метан широко используется как топливо на электростанциях и для бытовых нужд, а также как ценное сырьё для производства синтез-газа (СО+Н₂), синильной кислоты (НСN), ацетилена (СН≡ СН).

Смесь алканов С₂-С₆ называют широкой фракцией лёгких УВ (ШФЛУ), она являются сырьём для процесса пиролиза с получением этилена, пропилена, бензола, бутенов и др.

Смесь алканов С₃-С₄ – широко используется как топливо (пропан-бутановое), из н-бутана получают дегидрированием бутадиен.

Добыча газа осуществляется через сеть скважин. Себестоимость добычи газа меньше себестоимости добычи нефти или угля, поскольку газ самопроизвольно выходит на поверхность по скважине или по трубе. Степень извлечения газов из газовых и газоконденсатных месторождений составляет 80-90%.

Глубина, на которой находятся добываемые в настоящее время природные газы, колеблется от 1000 метров до нескольких километров. Газ извлекается из недр при помощи специально пробуренных скважин, которые называются добывающими или эксплуатационными. Существует несколько разновидностей скважин — они используются не только для добычи, но и для изучения геологического строения недр, поиска новых месторождений, вспомогательных работ и т.д. Добывающие скважины располагаются по всей территории месторождения, чтобы пластовое давление спадало относительно равномерно. Усредненное расстояние между нагнетательными скважинами составляет 800 – 1200 м, а между добывающими 400 – 800 м.

Наряду с разработкой газовых и газоконденсатных месторождений без поддержания давления (этот метод наиболее распространен), иногда используется также метод разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки сухого (отбензиненного) газа обратно в пласт. Этот способ называется сайклинг-процесс. При сайклинг-процессе совместная добыча газа и конденсата производится с целью получения в качестве основного продукта конденсата. Этот процесс применяется, когда в месторождении много конденсата и относительно немного газов. Его продолжают до тех пор, пока добыча конденсата рентабельна, затем месторождение разрабатывается как чисто газовое на истощение. Основным недостатком этого метода является длительная консервация запасов газа

НЕФТЬ – СОСТАВ, СВОЙСТВА, ДОБЫЧА, ПЕРВИЧНАЯ ОЧИСТКА, ТРАНСПОРТИРОВКА

СОСТАВ НЕФТЕЙ

Кроме углеводородов и примесей воды, сернистых и азотсодержащих примесей, в нефтях обнаружены в незначительных количествах очень многие элементы, в т. ч. металлы (Са, Mg, Fe, Al, V, Ni и др.).

Смоло-асфальтеновые вещества затрудняют переработку нефтей в наиболее востребованные легкие топлива (бензины, керосины,дизтоплива) и отрицательно влияют на качество смазочных масел (ухудшают цвет, увеличивают нагарообразование, понижают смазывающую способность и т. д.). Однако в составе получаемых из нефтяных остатков (гудронов и др.) битумов они обеспечивают необходимые качества. Основные направления использования битумов: дорожные покрытия, гидроизоляционные материалы, в строительстве, производство кровельных изделий, битумно-асфальте-новых лаков, пластиков, пеков, коксов, связующих для брикетирования углей, порошковых ионатов и др.

Классификация нефтей

Основные физико-химические характеристики нефтей

- кривая фракционной разгонки

- плотность при 15 0С

Классификация и условное обозначение нефтей

При оценке качества нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды. В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы 1-4 (таблица 1).

Т а б л и ц а 1 - Классы нефти

Класс нефти	Наименование	Массовая доля серы, %
Малосернистая	До 0,60 включ.
Сернистая	От 0,61 >> 1,80
Высокосернистая	>> 1,81 >> 3,50
Особо высокосернистая	Св. 3,50

4.3 По плотности, а при поставке на экспорт - дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов (таблица 2): 0 - особо легкая; 1 - легкая; 2 - средняя; 3 - тяжелая; 4 – битуминозная (раньше такие месторождения вообще не относили к нефтяным, они содержат преимущественно САВ).

Т а б л и ц а 2 - Типы нефти

Наименование параметра	Норма для нефти типа
1 Плотность, кг/м 3 , при температуре 20 °С	Не более 830,0	830,1-850,0	850,1-870,0	870,1-895,0	Более 895,0
2 Массовая доля высших парафинов, %, не более

По степени подготовки нефть подразделяют на группы 1-3 (таблица 3).

Т а б л и ц а 3 - Группы нефти

Наименование показателя	Норма для нефти группы
1 Массовая доля воды, %, не более	0,5	0,5	1,0
2 Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм 3 , не более
3 Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
4 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более	66,7 (500)
5 Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204 0 С, млн. -1 (ррm), не более

По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на 2 вида (таблица 4).

Т а б л и ц а 4 - Виды нефти

Наименование показателя	Вид нефти
1 Массовая доля сероводорода, млн. -1 (ррт), не более
2 Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн. -1 (ррт), не более

Схемы подготовки и стабилизации нефти на нефтепромысле

ТЕНДЕНЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Требования к характеристикам автомобильного бензина

Показатели	Euro 2	Euro 3	Euro 4	Euro 5
Бензол (н/б), % Сера (н/б), ppm ∑ аренов (н/б), % ∑ олефинов (н/б), % Кислород (н/б), % Октановое число (исследовательский метод), н/м	- -	2,3	2,7	2.7

Глубина переработки нефти (ГПН) = 100 * (Объём переработки - Объём производства мазута - Объём потерь – Объем топлива на собственные нужды) / Объём переработки

или ГПН= 100% – КТ – (Т + П)

где ГПН - глубина переработки нефти, КТ – котельное топливо (% от переработанной нефти), Т и П - соответственно удельные расходы топлива на переработку и потери нефти на НПЗ (в процентах от переработанной нефти).

Т.е. ГПН – это доля переработанной нефти, перешедшей в более ценные продукты, чем котельное топливо.

Термические (без применения катализаторов) процессы вторичной переработки нефти и газа в сырьевые компоненты для ПОС

Процесс (сырье)	Условия	Основное назначение
Т, 0 С	τ	Р, МПа
Пиролиз с целевым получением этилена (бензиновая фракция, этан)	800 - 850	0,2 – 0,4 сек	До 0,3	1. этилен, пропилен; 2. фракция С₄ – С₅; 3. арены; 4. углеводородные газы; 5. метановая фракция;
Пиролиз с целевым получением ацетилена: (СН₄)	1400 - 1600	0,001-0,03 сек	1. ацетилен; 2. водород; 3. углеводородные газы (УВГ)
Производство синтез - газа (мазут и другие ТНО)	1300 - 1500	1 сек	До 14	Синтез – газ СО + Н₂

ПРИРОДНЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ГАЗЫ

Виды месторождений УВ газов:

Состав природных газов:

· Азот (N₂) – является одним из компонентов природного газа и его доля в нём может достигать 15%.

· Различные другие газообразные примеси – СО₂, Н₂, Н₂S, Н₂O, He.

Универсальность и высокая эффективность низкотемпературной сепарации газа в сочетании с практически бесплатным холодом, получаемым на промыслах в результате использования энергии, заключенной в самих газовых потоках высокого (100−200 am) давления, делает этот процесс незаменимым почти на всех газодобывающих промыслах, где требуется осушить и обезжирить газ. Сепарация, распространенная у нас… Читать ещё >

Природные газы и индивидуальные углеводороды ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )

Природные газы и индивидуальные углеводороды

План

Введение
- 1. Общая характеристика углеводородных газов
- 2. Сепарация газа (низкотемпературная сепарация)
- Литература
Рост добычи газа, особенно на газоконденсатных месторождениях, вызывает развитие переработки газовых конденсатов, количество которых уже велико и продолжает возрастать с каждым днем.

Увеличение добычи природного газа принципиально изменит топливный баланс страны и улучшит экономические показатели развития экономики. В настоящее время совершенствуются технологии переработки природных газов.

1. Общая характеристика углеводородных газов

К природным (попутным) газам могут быть отнесены также газы стабилизации нефти. Природные газы, их компоненты либо отдельные фракции используются в качестве топлива и химического сырья.

Любые смеси углеводородных газов могут быть сожжены в газогорелочных устройствах топок, печей и технологических агрегатов, в цилиндрах и камерах сгорания поршневых и турбинных двигателей внутреннего сгорания.

Однако перед сжиганием природные (и искусственные) углеводородные газы практически всегда подвергают разделению для:

а) выделения некоторых наиболее ценных компонентов;

б) удаления вредных либо балластных компонентов, затрудняющих транспортирование газов или ухудшающих процесс сгорания;

в) обеспечения оптимального транспортирования двух основных групп компонентов природных газов: тяжелых углеводородов в жидком и легких в газообразном видах.

" Сухие" природные газы почти целиком состоят из метана и содержат небольшие количества углеводородов С₂-С₄, азота, углекислоты и сероводорода. В месте добычи они всегда насыщены влагой.

Сероводород может вызвать коррозию магистрального газопровода при транспортировании газа, а продукты сгорания сероводорода — коррозию технологического оборудования, в котором сжигается газ.

Газы, содержащие H₂S, не допускаются к использованию в бытовых приборах, так как продукты сгорания их вредны для человеческого организма.

Влага с предельными углеводородами до С₄ при определенных (обычных для магистральных газопроводов) значениях концентраций, температур и давлений образует комплексные соединения — гидраты углеводородов вида С_nН₂_n₊₂ т Н₂О.

Гидраты, являющиеся твердыми ледообразными телами, иногда полностью заполняют проходные сечения трубопроводов.

Для транспортирования газа нежелательно присутствие больших концентраций балластных примесей — азота и углекислоты.

Газы газоконденсатных месторождений в условиях пласта (давление 100−500 am, температура 30−80° С) содержат иногда значительные количества углеводородов С₅-С₁₀.

В условиях относительно высоких давлений и низких температур в этих тяжелых компонентах растворяются легкие углеводороды C₁-С₄.

Образующаяся при этом жидкость (конденсат), содержащая всю гамму углеводородов C₁ — С₁₀ и богатая тяжелыми компонентами, иногда заливает целые участки магистрального газопровода, мешая его нормальной эксплуатации.

Разделение газов газоконденсатных месторождений с целью удаления тяжелых компонентов (одновременно удаляется влага) называется сепарацией.

Попутные нефтяные газы выделяются из нефти при давлениях 1−6 am (а иногда и под вакуумом). Для транспортирования на дальние расстояния их приходится сжимать до давлений 50−60 ат.

При изотермическом сжатии таких газов из них выделяются в виде конденсата компоненты С₃-С₈. Выделение этих компонентов необходимо по следующим соображениям:

1) углеводороды C₃-С₈ могут быть использованы после несложной переработки как моторное топливо;

для обеспечения возможности транспортирования по магистральным газопроводам углеводородов С₁-С₂ необходимо значительно уменьшить концентрацию углеводородов С₃-С₄ и практически полностью удалить углеводороды С₅-С₈.

Извлечение из попутных газов углеводородов С₃-С₈ и разделение их на фракции (либо индивидуальные компоненты) производится на газобензиновых заводах (ГБЗ). Иногда попутные нефтяные газы (при работе скважин под вакуумом) содержат значительные количества воздуха.

В этом случае оказывается целесообразным выделение из газа его балластных компонентов, в особенности если газ предназначается для транспортирования по магистральным газопроводам.

Как видно из изложенного, для использования природных и искусственных газов в качестве топлива (с транспортированием их по магистральным газопроводам) в большинстве случаев необходимо их предварительно разделять.

Разделение, имеющее целью удаление компонентов, концентрации которых в исходном газе невелики, называется очисткой, а по отношению к воде — осушкой.

Показатели, которым должны удовлетворять газы, транспортируемые по магистральным газопроводам, представлены в табл.1.

Использование углеводородных газов как химического сырья в большинстве случаев требует выделения из смесей не фракций, а индивидуальных углеводородов иногда очень высокой степени чистоты.

Это объясняется тем, что управлять химическими реакциями воздействием температур, давлений и времен контакта легче, если в качестве сырья использовать только одно исходное вещество достаточной степени чистоты.

Наиболее часто как химическое сырье используются следующие компоненты природных газов: метан, этан, пропан и н-бутан; парафины: изобутан и изопентан; углеводороды С₉-С₁₂ из конденсатов, сероводород и гелий.

Метан является исходным сырьем в производстве хлор — и фтор-производных, используемых для получения многих полимерных материалов. Этан является одним из лучших видов сырья для производства этилена, а также используется в производстве хлорпроизводных.

Применение этана или его смесей с метаном перспективно в производстве ацетилена. Пропан широко используется для получения этилена, этилена и пропилена, этилена и ацетилена методом пиролиза. н-Бутан является исходным сырьем для производства бутадиена и бутилена.

Изобутан применяется в производстве изобутилена и для хлорирования, сульфирования и др.; изобутилен полимеризуется в синтетический каучук — полиизобутилен, а также используется вместе с изобутаном в производстве изооктана — высокооктановой добавки к моторным топливам.

Изопентан служит добавкой к авиабензинам, так как он является высокооктановым топливом с высокими пусковыми характеристиками.

Кроме того, изопентан используется в производстве изопрена — сырья для получения полиизопренового каучука, амиловых спиртов, хлор — и сульфопроизводных. Все парафины изостроения легко алкилируются. Конденсаты газоконденсатных месторождений содержат фракции с температурами кипения до 300° С. Фракции до 200° С используются как растворители и моторное топливо, а фракции 200 — 300° С могут быть использованы в производстве моющих средств сульфохлорированием.

Показатели, которым должны удовлетворять газы, транспортируемые по магистральным трубопроводам

В каждом индивидуальном случае в зависимости от состава исходного газа, степени извлечения и чистоты целевых компонентов, производительности установки и многих других факторов на основании технико-экономического анализа может быть выбрана оптимальная схема разделения.

Отдельные процессы в установках разделения углеводородных газов, а также отдельные аппараты этих установок рассчитывают методами последовательного приближения. Такие расчеты могут быть произведены только на вычислительных машинах.

2. Сепарация газа (низкотемпературная сепарация)

При добыче нефти и газа вместе с этими продуктами на дневную поверхность извлекается целая гамма углеводородов. Среди последних имеются легко меняющие свое фазовое состояние. К таким углеводородам метанового ряда можно отнести углеводороды от С₃ до С₆.

Эта группа углеводородов при сравнительно небольших изменениях давлений и температур легко переходит из жидкого состояния в газообразное и наоборот.

Нестабильность указанных выше углеводородов вызывает в работе промыслов и газопроводов серьезные осложнения, так как в трубопроводах они могут сконденсироваться и образовать пробки.

Эти углеводороды, испаряясь в хранилищах, уносят с собой и более тяжелые фракции, вызывая потери и загазовывая территорию. Между тем углеводороды от С₃ до С₅ (и их изомеры) представляют для нефтехимической промышленности особую ценность.

Как известно, на нефтяных и газовых промыслах нефть от газа и газ от конденсата отделяют в сепараторах (трапах).

Сепарация газа и жидкости — важнейшая промысловая операция. По существу она является первой стадией подготовки газа к транспортировке.

Сепаратор должен включать следующие секции и оборудование:

главную сепарационную секцию для удаления капель жидкости из газа, высота которой должна быть достаточна для осаждения мельчайших капель жидкости под действием силы тяжести;

емкость для жидкости, предназначенную для улавливания больших порций жидкости, иногда поступающей из газопроводов;

приспособление для уменьшения турбулентности потока в самом аппарате для лучшего оседания капель жидкости; коагулятор для улавливания из газа мельчайших капель, которые слишком малы и не оседают под действием силы тяжести;

средства контроля давления и уровня жидкости.

Все сепарирующие устройства можно подразделить на собственно сепараторы и скрубберы. Скруббером можно назвать любое приспособление, предназначенное только для отделения жидкости от газа, не имеющее емкости для накопления жидкости, сепарационной секции для осаждения капель и не оборудованное средствами контроля давления и уровня жидкости.

Работа любого сепаратора основана на применении одного или нескольких принципов осаждения: за счет силы тяжести, центробежной силы, соударения, электростатических сил, ультразвука, фильтрации, коагуляции, адсорбции и термического воздействия.

Проблема усложняется тем, что частицы имеют различные размеры и могут быть твердыми и жидкими. Поэтому размеры сепараторов и их стоимость всегда определяются характеристикой обрабатываемого газа.

Размер частиц обычно определяется их диаметром, выраженным в микронах. Частицы, размером более 10 мкм можно легко отделить от газа в обычном сепараторе.

Более мелкие частицы отделить от газа очень трудно даже при использовании силы тяжести, соударения, центробежной силы и фильтрования.

Сепарацию, основанную на других принципах, использовать для газовых потоков высокого давления пока не удается.

Капли жидкости, попавшие в сепаратор, находятся в нестабильном состоянии. При соответствующем времени контакта происходит их коагуляция или испарение.

Время контакта обычно обратно пропорционально размерам капель, и прямо пропорционально количеству контактов между частицами.

На этом допущении основана сепарация — за счет соударения. По-существу, коагулятор частиц предназначен именно для того, чтобы соударение и сепарация произошли за приемлемый промежуток времени.

Такие свойства жидкости, как поверхностное натяжение, влияют на коагуляцию частиц и их осаждение, поэтому при проектировании сепараторов их необходимо учитывать.

Химические свойства веществ не имеют никакого значения для сепарации их частиц.

Например, разница в химических свойствах гликоля и нефти не влияет на их сепарацию, хотя физические характеристики этих веществ могут оказать существенное влияние на осаждение их частиц в сепараторе.

Многие промышленные коагуляторы основаны на нескольких принципах сепарации, поэтому очень трудно, а иногда невозможно определить эффективность каждого из них или их взаимное влияние.

Сепарация, распространенная у нас на промыслах, обычно проходит при сравнительно высоких (и, во всяком случае, положительных) температурах и носит в основном характер чистого газодинамического процесса, при котором от газа отделяются уже выделившиеся и сформировавшиеся при данном давлении и температуре частицы (глобулы) углеводородной жидкости.

Поэтому, чтобы извлечь из газа все сравнительно легко конденсирующие компоненты, важно в сепараторах понизить температуру газа.

В этом случае в сепараторах будут проходить два процесса: термодинамический процесс выделения (конденсации) жидкости и газодинамический процесс отделения этой жидкости от газа.

Кроме того, сепарация газа при низкой температуре является отличным средством для дегидратации его, так как под действием сравнительно низких температур содержащиеся в газе пары воды конденсируются в капельную жидкость, переходя затем в кристаллогидраты, которые, как и жидкие углеводороды, в сепараторах отделяются от газа.

Дегидратации газа (осушка) совершенно необходима, потому что образующиеся кристаллогидраты, выпадая, могут перекрыть газопровод и прекратить транспорт газа.

Универсальность и высокая эффективность низкотемпературной сепарации газа в сочетании с практически бесплатным холодом, получаемым на промыслах в результате использования энергии, заключенной в самих газовых потоках высокого (100−200 am) давления, делает этот процесс незаменимым почти на всех газодобывающих промыслах, где требуется осушить и обезжирить газ.

Продукция газоконденсатных месторождений, как видно по изотермам конденсации, содержит большое количество ценных жидких компонентов, которые при определенных условиях находятся в растворе с газом, и, если этот газ не подвергнуть обработке холодом, компоненты вместе с ним будут попросту сожжены как топливо.

1. Клименко А. П. Разделение природных углеводородных газов. К.: Техника, 1964. — 371с.

2. Арутюнов А. И. Низкотемпературная сепарация природного газа. М.: Гостоптехиздат, 1961. — 49с.

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Природные газы и индивидуальные углеводороды

1. Общая характеристика углеводородных газов

2. Сепарация газа (низкотемпературная сепарация)

Рост добычи газа, особенно на газоконденсатных месторождениях, вызывает развитие переработки газовых конденсатов, количество которых уже велико и продолжает возрастать с каждым днем.

Увеличение добычи природного газа принципиально изменит топливный баланс страны и улучшит экономические показатели развития экономики. В настоящее время совершенствуются технологии переработки природных газов.

1. Общая характеристика углеводородных газов

Углеводородные газы делятся на природные (естественные) и искусственные. К природным относятся так называемые "сухие" природные газы, попутные нефтяные и газы конденсатных месторождений.

К природным (попутным) газам могут быть отнесены также газы стабилизации нефти. Природные газы, их компоненты либо отдельные фракции используются в качестве топлива и химического сырья.

Любые смеси углеводородных газов могут быть сожжены в газогорелочных устройствах топок, печей и технологических агрегатов, в цилиндрах и камерах сгорания поршневых и турбинных двигателей внутреннего сгорания.

Однако перед сжиганием природные (и искусственные) углеводородные газы практически всегда подвергают разделению для:

а) выделения некоторых наиболее ценных компонентов;

б) удаления вредных либо балластных компонентов, затрудняющих транспортирование газов или ухудшающих процесс сгорания;

в) обеспечения оптимального транспортирования двух основных групп компонентов природных газов: тяжелых углеводородов в жидком и легких в газообразном видах.

"Сухие" природные газы почти целиком состоят из метана и содержат небольшие количества углеводородов С 2 -С 4 , азота, углекислоты и сероводорода. В месте добычи они всегда насыщены влагой.

Сероводород может вызвать коррозию магистрального газопровода при транспортировании газа, а продукты сгорания сероводорода - коррозию технологического оборудования, в котором сжигается газ.

Газы, содержащие H 2 S , не допускаются к использованию в бытовых приборах, так как продукты сгорания их вредны для человеческого организма.

Влага с предельными углеводородами до С 4 при определенных (обычных для магистральных газопроводов) значениях концентраций, температур и давлений образует комплексные соединения - гидраты углеводородов вида С n Н 2 n +2 т Н 2 О.

Гидраты, являющиеся твердыми ледообразными телами, иногда полностью заполняют проходные сечения трубопроводов.

Для транспортирования газа нежелательно присутствие больших концентраций балластных примесей - азота и углекислоты.

Поэтому "сухие" (метанистые) природные газы на головных сооружениях магистральных газопроводов подвергаются предварительному разделению - осушке, очистке от сероводорода и углекислоты, а иногда и от азота.

Газы газоконденсатных месторождений в условиях пласта (давление 100-500 am , температура 30-80° С) содержат иногда значительные количества углеводородов С 5 -С 10 .

При выходе газа на поверхность земли и снижении давления до обычных в магистральных газопроводах значений (50-60 am ) имеет место понижение температуры за счет э фф екта Джоуля-Томпсона на 30-50° С; при этом в результате так называемой "ретроградной конденсации" происходит выделение из газовой фазы тяжелых компонентов С 5 -С 10 .

В условиях относительно высоких давлений и низких температур в этих тяжелых компонентах растворяются легкие углеводороды C 1 -С 4 .

Образующаяся при этом жидкость (конденсат), содержащая всю гамму углеводородов C 1 - С 10 и богатая тяжелыми компонентами, иногда заливает целые участки магистрального газопровода, мешая его нормальной эксплуатации.

Разделение газов газоконденсатных месторождений с целью удаления тяжелых компонентов (одновременно удаляется влага) называется сепарацией.

Попутные нефтяные газы выделяются из нефти при давлениях 1-6 am ( а иногда и под вакуумом). Для транспортирования на дальние расстояния их приходится сжимать до давлений 50-60 ат.

При изотермическом сжатии таких газов из них выделяются в виде конденсата компоненты С 3 -С 8 . Выделение этих компонентов необходимо по следующим соображениям:

1) углеводороды C 3 - С 8 могут быть использованы после несложной переработки как моторное топливо;

углеводороды С 3 -С 4 ("сжиженные углеводородные газы") широко используются как химическое сырье и для газоснабжения пунктов, удаленных от линий газопроводов;

для обеспечения возможности транспортирования по магистральным газопроводам углеводородов С 1 -С 2 необходимо значительно уменьшить концентрацию углеводородов С 3 -С 4 и практически полностью удалить углеводороды С 5 -С 8 .

Извлечение из попутных газов углеводородов С 3 -С 8 и разделение их на фракции (либо индивидуальные компоненты) производится на газобензиновых заводах (ГБЗ). Иногда попутные нефтяные газы (при работе скважин под вакуумом) содержат значительные количества воздуха.

В этом случае оказывается целесообразным выделение из газа его балластных компонентов, в особенности если газ предназначается для транспортирования по магистральным газопроводам.

Как видно из изложенного, для использования природных и искусственных газов в качестве топлива (с транспортированием их по магистральным газопроводам) в большинстве случаев необходимо их предварительно разделять.

Разделение, имеющее целью удаление компонентов, концентрации которых в исходном газе невелики, называется очисткой, а по отношению к воде - осушкой.

Показатели, которым должны удовлетворять газы, транспортируемые по магистральным газопроводам, представлены в табл.1.

Использование углеводородных газов как химического сырья в большинстве случаев требует выделения из смесей не фракций, а индивидуальных углеводородов иногда очень высокой степени чистоты.

Это объясняется тем, что управлять химическими реакциями воздействием температур, давлений и времен контакта легче, если в качестве сырья использовать только одно исходное вещество достаточной степени чистоты.

Наиболее часто как химическое сырье используются следующие компоненты природных газов: метан, этан, пропан и н -бутан; парафины: изобутан и изопентан; углеводороды С 9 -С 12 из конденсатов, сероводород и гелий.

Метан является исходным сырьем в производстве хлор - и фтор-производных, используемых для получения многих полимерных материалов. Этан является одним из лучших видов сырья для производства этилена, а также используется в производстве хлорпроизводных.

Применение этана или его смесей с метаном перспективно в производстве ацетилена. Пропан широко используется для получения этилена, этилена и пропилена, этилена и ацетилена методом пиролиза. н -Бутан является исходным сырьем для производства бутадиена и бутилена.

Изобутан применяется в производстве изобутилена и для хлорирования, сульфирования и др.; изобутилен полимеризуется в синтетический каучук - полиизобутилен, а также используется вместе с изобутаном в производстве изооктана - высокооктановой добавки к моторным топливам.

Изопентан служит добавкой к авиабензинам, так как он является высокооктановым топливом с высокими пусковыми характеристиками.

Кроме того, изопентан используется в производстве изопрена - сырья для получения полиизопренового каучука, амиловых спиртов, хлор - и сульфопроизводных. Все парафины изостроения легко алкилируются . Конденсаты газоконденсатных месторождений содержат фракции с температурами кипения до 300° С. Фракции до 200° С используются как растворители и моторное топливо, а фракции 200 - 300° С могут быть использованы в производстве моющих средств сульфохлорированием.

Показатели, которым должны удовлетворять газы, транспортируемые по магистральным трубопроводам

Общепринятой схемы разделения углеводородных газов нет и не может быть.

В каждом индивидуальном случае в зависимости от состава исходного газа, степени извлечения и чистоты целевых компонентов, производительности установки и многих других факторов на основании технико-экономического анализа может быть выбрана оптимальная схема разделения.

Отдельные процессы в установках разделения углеводородных газов, а также отдельные аппараты этих установок рассчитывают методами последовательного приближения. Такие расчеты могут быть произведены только на вычислительных машинах. [1, с.10]

2. Сепарация газа (низкотемпературная сепарация)

При добыче нефти и газа вместе с этими продуктами на дневную поверхность извлекается целая гамма углеводородов. Среди последних имеются легко меняющие свое фазовое состояние. К таким углеводородам метанового ряда можно отнести углеводороды от С 3 до С 6 .

Эта группа углеводородов при сравнительно небольших изменениях давлений и температур легко переходит из жидкого состояния в газообразное и наоборот.

Нестабильность указанных выше углеводородов вызывает в работе промыслов и газопроводов серьезные осложнения, так как в трубопроводах они могут сконденсироваться и образовать пробки.

Эти углеводороды, испаряясь в хранилищах, уносят с собой и более тяжелые фракции, вызывая потери и загазовывая территорию. Между тем углеводороды от С 3 до С 5 (и их изомеры) представляют для нефтехимической промышленности особую ценность.

Как известно, на нефтяных и газовых промыслах нефть от газа и газ от конденсата отделяют в сепараторах (трапах).

Сепарация газа и жидкости - важнейшая промысловая операция. По существу она является первой стадией подготовки газа к транспортировке.

Сепаратор должен включать следующие секции и оборудование:

главную сепарационную секцию для удаления капель жидкости из газа, высота которой должна быть достаточна для осаждения мельчайших капель жидкости под действием силы тяжести;

емкость для жидкости, предназначенную для улавливания больших порций жидкости, иногда поступающей из газопроводов;

приспособление для уменьшения турбулентности потока в самом аппарате для лучшего оседания капель жидкости; коагулятор для улавливания из газа мельчайших капель, которые слишком малы и не оседают под действием силы тяжести;

средства контроля давления и уровня жидкости.

Все сепарирующие устройства можно подразделить на собственно сепараторы и скрубберы. Скруббером можно назвать любое приспособление, предназначенное только для отделения жидкости от газа, не имеющее емкости для накопления жидкости, сепарационной секции для осаждения капель и не оборудованное средствами контроля давления и уровня жидкости.

Работа любого сепаратора основана на применении одного или нескольких принципов осаждения: за счет силы тяжести, центробежной силы, соударения, электростатических сил, ультразвука, фильтрации, коагуляции, адсорбции и термического воздействия.

Проблема усложняется тем, что частицы имеют различные размеры и могут быть твердыми и жидкими. Поэтому размеры сепараторов и их стоимость всегда определяются характеристикой обрабатываемого газа.

Размер частиц обычно определяется их диаметром, выраженным в микронах. Частицы, размером более 10 мкм можно легко отделить от газа в обычном сепараторе.

Более мелкие частицы отделить от газа очень трудно даже при использовании силы тяжести, соударения, центробежной силы и фильтрования.

Сепарацию, основанную на других принципах, использовать для газовых потоков высокого давления пока не удается.

Капли жидкости, попавшие в сепаратор, находятся в нестабильном состоянии. При соответствующем времени контакта происходит их коагуляция или испарение.

Время контакта обычно обратно пропорционально размерам капель, и прямо пропорционально количеству контактов между частицами.

На этом допущении основана сепарация - за счет соударения. По-существу, коагулятор частиц предназначен именно для того, чтобы соударение и сепарация произошли за приемлемый промежуток времени.

Такие свойства жидкости, как поверхностное натяжение, влияют на коагуляцию частиц и их осаждение, поэтому при проектировании сепараторов их необходимо учитывать.

Химические свойства веществ не имеют никакого значения для сепарации их частиц.

Например, разница в химических свойствах гликоля и нефти не влияет на их сепарацию, хотя физические характеристики этих веществ могут оказать существенное влияние на осаждение их частиц в сепараторе.

Многие промышленные коагуляторы основаны на нескольких принципах сепарации, поэтому очень трудно, а иногда невозможно определить эффективность каждого из них или их взаимное влияние.

Сепарация, распространенная у нас на промыслах, обычно проходит при сравнительно высоких (и, во всяком случае, положительных) температурах и носит в основном характер чистого газодинамического процесса, при котором от газа отделяются уже выделившиеся и сформировавшиеся при данном давлении и температуре частицы (глобулы) углеводородной жидкости.

Естественно, что такая "высокотемпературная" сепарация не даст значительного эффекта, так как углеводороды, находящиеся в газе в парообразном состоянии, не отделяются от него и поступают с ним в трубопроводы.

Поэтому, чтобы извлечь из газа все сравнительно легко конденсирующие компоненты, важно в сепараторах понизить температуру газа.

В этом случае в сепараторах будут проходить два процесса: термодинамический процесс выделения (конденсации) жидкости и газодинамический процесс отделения этой жидкости от газа.

Этот комплекс процессов и получил название "низкотемпературная сепарация". Низкотемпературная сепарация является наиболее эффективным процессом для выделения и отделения из сырого газа всех высококипящих компонентов.

Кроме того, сепарация газа при низкой температуре является отличным средством для дегидратации его, так как под действием сравнительно низких температур содержащиеся в газе пары воды конденсируются в капельную жидкость, переходя затем в кристаллогидраты, которые, как и жидкие углеводороды, в сепараторах отделяются от газа.

Дегидратации газа (осушка) совершенно необходима, потому что образующиеся кристаллогидраты, выпадая, могут перекрыть газопровод и прекратить транспорт газа.

Можно утверждать, что низкотемпературная сепарация является высокоэффективным комплексным процессом, освобождающим газ от воды и "выбивающим" из него высококипящие компоненты.

Универсальность и высокая эффективность низкотемпературной сепарации газа в сочетании с практически бесплатным холодом, получаемым на промыслах в результате использования энергии, заключенной в самих газовых потоках высокого (100-200 am ) давления, делает этот процесс незаменимым почти на всех газодобывающих промыслах, где требуется осушить и обезжирить газ.

Продукция газоконденсатных месторождений, как видно по изотермам конденсации, содержит большое количество ценных жидких компонентов, которые при определенных условиях находятся в растворе с газом, и, если этот газ не подвергнуть обработке холодом, компоненты вместе с ним будут попросту сожжены как топливо. [2, с.12]

Клименко А.П. Разделение природных углеводородных газов. К.: Техника, 1964. - 371с.

Арутюнов А.И. Низкотемпературная сепарация природного газа. М.: Гостоптехиздат, 1961. - 49с.

Углеводородные газы (УВГ) являются частью природных углеводородных систем, газовой фазой природных УВ. Природные газы — это УВ растворы, имеющие газообразное в нормальных (атмосферных) условиях состояние, выделенные из состава более сложных природных систем. Типы природных газов земной коры приведены в табл. 1.2. Природные газы находятся на Земле в различном состоянии: свободные в атмосфере и газовых залежах, растворенные в водах, сорбированные, окклюдированные, в виде твердых растворов — газогидратов. Газы, растворенные в нефти и выделяющиеся при разработке и самоизлиянии, называются попутными газами. Высокое энергосодержание, способность к химическим превращениям, низкое загрязнение биосферы обусловливают использование УВГ в качестве наиболее удобного топлива и ценного химического сырья.

Состав и свойства газов

Природные газы бесцветны, легко смешиваются с воздухом, растворимость их в воде и нефти различна. Свойства газов на поверхности и в пластовых условиях отличаются, они во многом определяются термобарическими условиями и физико-химическими параметрами среды. На растворимость природного газа влияют температура, давление, состав газа и нефти. Растворимость газа в нефти повышается с ростом давления и уменьшается с ростом температуры; она растет в ряду С₁-С₄. Растворимость газа уменьшается с увеличением плотности нефти. Давление, при котором данная нефть полностью насыщена газом, называется давлением насыщения; если давление в залежи падает, то газ выделяется в свободную фазу.

Плотность газов — масса вещества в единице объема (г/см 3 ) или выражается отношением молекулярной массы (в молях) к объему моля р = М/22,4 л. Плотность метана 7,14·10 -4 , бутана 25,93·10 -4 , диоксида углерода 19,63·10 -4 г/см 3 . Обычно используется относительная плотность по воздуху (безразмерная величина — отношение плотности газа к плотности воздуха; при нормальных условиях плотность воздуха 1,293 кг/м 3 ). Относительная плотность метана 0,554 (20°С), этана 1,05, пропана 1,55, диоксида углерода 1,53, сероводорода 1,18.

Газонасыщенность (Г) — важный показатель газоносности недр; газонасыщенность нефти — газовый фактор. Газонасыщенность вод (см 3 /л, м 3 /м 3 ) — суммарное содержание газа в указанном объеме флюида (л, м 3 ). По данным А.С. Панченко и В.П. Ильченко (1978), аномалии по величине газонасыщенности сопровождают все газоконденсатные месторождения Предкавказья. Вблизи контура газоконденсатных залежей независимо от гидрохимической зональности значения Г = 2-4 м 3 /м 3 .

Газонасышенность вод не только показатель газоносности недр. Эти воды сами могут быть источником газа. Добыча растворенного в воде УВ газа успешно ведется в Японии (префектура

Метан (СН₄) — наиболее распространенный и миграцион-носпособный УВ газ в природе, он характеризуется низкой сорб-ционной способностью, небольшой растворимостью в воде, которая также зависит от температуры: 0,055 м 3 /м 3 (0°С), 0,033 (20°С), 0,017 (100°С). Метан легко загорается (Т_восп. — 695-742°С), его теплота сгорания 50 МДж/кг. Смеси метана с воздухом взрывоопасны (нижний предел взрываемости 5%). Метан не содержит связей С-С, менее прочных, чем С-Н, что обусловлено его термической прочностью и устойчивостью к химическим воздействием. Генезис метана может быть биохимическим, термокаталитическим (катагенетическим), метаморфическим, вулканическим. Подробно этот вопрос, как и генезис других газов, будет рассмотрен ниже.

Газообразные гомологи метана — тяжелые углеводороды — ТУВ (этан С₂Н₆, пропан С₃Н₈, бутан С₄Н₁₀) имеют большую по сравнению с метаном сорбционную способность и низкий коэффициент диффузии, что позволяет им концентрироваться в газах закрытых пор. Этан имеет наибольшую из всех УВ газов растворимость в воде (0,047 м 3 /м 3 при 20°С). Смеси этих газов с воздухом так же взрывоопасны. Содержание каждого из гомологов в газах чисто газовых залежей обычно менее 0,5%, в нефтяных попутных газах достигает 30%. Газообразные гомологи метана — ценное сырье нефтехимической промышленности; они используются в производстве синтетического каучука, полиэтилена, пластмасс. Промышленное значение имеют газы, содержащие не менее 2-3% ТУВ.

Двуокись (диоксид) углерода (углекислота) (СО₂) в нормальных условиях — газ, при -78°С — твердая снегоподобная масса (сухой лед), при нагревании непосредственно переходит в газ; СО₂ B 1,5 раза тяжелее воздуха. Содержание СО₂ в газах и нефтях изменяется от 0 до 59%, двуокись углерода хорошо растворяется в воде, растворимость возрастает с увеличением давления. Так, при

20°С и 0,1 МПа в одном объеме воды растворяется приблизительно один объем СО₂. При давлении 30 МПа и температуре 100°С в одном объеме воды может раствориться 30 объемов СО₂. Двуокись углерода имеет различный генезис: образуется при окислении углеводородов и других органических соединений, при декарбоксилировании органических кислот, при разложении бикарбонатов, возможно и мантийное происхождение СО₂.

Азот (N₂) — бесцветный газ без запаха, содержание его в воздухе 75,5% по весу (78,09 об. %), в природных газах варьирует в широких пределах (от сотых долей до 99%). В нефтяных попутных газах содержание азота изменяется от 0 до 50%. При длительной эксплуатации попутный нефтяной газ обедняется азотом, что связано с его малой растворимостью в нефти. Газ химически инертный. Азот может быть атмосферного, биохимического и глубинного происхождения; в водах верхней части осадочного чехла он чаще всего атмосферный, с глубиной его содержание обычно падает. Показатель ∑УВ/N₂ — коэффициент химической закрытости недр — возрастает с увеличением глубины.

Природный азот состоит из двух стабильных изотопов 14 N и 15 N. Для атмосферного азота характерно отношение 14 N/ 15 N =273 (стандарт). Изотопный состав азота природных газов варьирует в широких пределах: δ 15 N изменяется от —10 до +18‰.

Сероводород (H₂S) — бесцветный горючий газ с характерным резким запахом, хорошо растворимый в воде. Плотность его 1,538 г/л, теплота сгорания 2,3 МДж/м 3 , температура кипения 60°К. Сероводород высокотоксичный газ, при концентрации его в воздухе более 0,1% может наступить летальный исход; предельно допустимое содержание в воздухе 0,01 мг/л. Сероводород встречается в свободных природных газах, обычно его концентрация редко превышает 1%. В газах, связанных с карбонатно-сульфатны-ми толщами, концентрация H₂S увеличивается до 10-20, редко до 50%. Сероводород встречается также в вулканических и фума-рольных газах. В природе известны разные источники H₂S: биохимическое окисление ОВ, восстановление сульфатов сульфат-редуцирующими бактериями, при химическом восстановлении сульфатов, при термолизе ОВ и др. Промышленную ценность представляют газы, содержащие 0,05—0,1% сероводорода.

Водород (Н₂) — самый легкий газ в природе (легче воздуха в 14 раз), бесцветный, не имеет запаха, плотность по воздуху 0,0695, высшая теплота сгорания 12,2 МДж/м 3 . Водород имеет два стабильных изотопа: протий ( 1 Н) и дейтерий (D или 2 Н), и один радиоактивный — тритий; доля дейтерия в водороде Земли очень мала. Водород природных газов несколько обогащен дейтерием: отношения D: 1 H = 1:4000 (в воде это отношение 1:6800). Водород в природных газах содержится в количестве от тысячных долей до 60%. Повышение его концентрации свойственно вулка-

ническим и другим глубинным газам. В.И. Молчанов считает водород обычным газом осадочных пород, не приуроченным к определенному диапазону толщ. Чаще всего водород ассоциируется с соленосными, угленосными и нефтеносными отложениями; он приурочен к наиболее погруженным частям депрессий. В газах нефтегазоносных районов Н₂ присутствует довольно редко. В Западной Сибири из 1000 опробованных участков водород отмечен в восьми, причем он более свойствен вмещающим породам, чем пластам-коллекторам. По мнению В.А. Соколова, водород свойствен газам древних отложений. Селенгинская депрессия Иркутского амфитеатра, например, характеризуется повсеместным присутствием водорода.

Основным источником свободного водорода в земной коре является вода, при взаимодействии которой с окислами металлов при высоких температурах образуется водород; водород также типичный компонент вулканических фумарольных и прочих глубинных газов. Возможен также генезис водорода при биохимическом и радиоактивном разложении ОВ.

Гелий (Не) — газ без цвета и запаха, химически инертный, т.е. неспособный к химическим реакциям, горению, взрыву. Среднее содержание гелия в земной коре 1·10 -6 вес.%, в атмосфере 5,2·10 -4 об.%. В природных газах содержание гелия достигает 18 об.%, в свободных не превышает 10%, в попутных 0,5%. Природные газы с повышенным содержанием гелия являются ценным химическим сырьем.

Стабильные изотопы гелия 3 Не и 4 Не имеют главным образом радиогенный генезис — образуются при сс-распаде радиоактивных элементов (урана, тория) и характеризуются абсолютным преобладанием 4 Не ( 3 Не/ 4 Не = 10 -10 ·10 - 9 в урановых минералах); первичный же гелий имеет соотношение 3 Не/ 4 Не = n·10 -4 . Гелий атмосферы представляет смесь первичного и радиогенного с относительно постоянным составом ( 3 Не/ 4 Не=1,4·10 -6 ). Повышенные концентрации гелия отмечаются в зонах нарушений. Данные об изотопном составе гелия используются для определения его корового или мантийного генезиса.

В природе газы распространены очень широко и составляют газовую оболочку — атмосферу. Они присутствуют в свободном, растворенном, сорбированном, механически и химически связанном состоянии в гидросфере и литосфере. Существует много классификаций газов по разным признакам: химическому составу, генезису, месту нахождения (В.В. Белоусов, А.Л. Козлов, М.И. Суббота, И.В. Высоцкий, Н.А. Еременко и СП. Максимов и др.).

Одним из первых классификацию природных газов создал В.И. Вернадский (1912). Он подразделил газы по разным принципам: 1) форме нахождения — свободные и растворенные, жидкие и твердые; 2) источникам образования — газы земной поверхности, глубоких частей литосферы и газы, проникающие из мантии; 3) химическому составу — азотные, углекислые, метановые, водородные, сероводородные.

В.В. Белоусов предложил генетическую классификацию природных газов, подразделив их на газы: 1) биохимического, 2) воздушного, 3) химического и 4) радиоактивного происхождения. А.Л. Козлов построил свою классификацию газов также по генетическому принципу и выделил два основных класса: А) газы, образующиеся в земной коре (биохимические, химические, метаморфические); Б) газы миграционные (космические, магматические, мантийные). Генетическая классификация И.В. Высоцкого включает характеристику исходного материала газов, основные газообразующие процессы, форму нахождения и химический состав. Согласно этой классификации выделяются пять генетических типов газов: 1) биохимический, 2) литохимический, 3) радиоактивный — газы, формирующиеся в земной коре, 4) атмосферный — циркуляционные газы, 5) космический — реликтовые газы.

Классификация газов, растворенных в пластовых водах, по составу была предложена М.И. Субботой (1961), а затем Л.М. Зорькиным (1971). Эта классификация приведена в табл. 1.3. Авторы различных классификаций проводят границу углеводородных компонентов для определения класса и типа газа в пределах 75-100%. Разницы в химическом составе свободных и растворенных газов нет. По условиям нахождения газов в породе Е.В. Стадник выделяет три группы: рассеянные газы пород, газы подземных вод и газы залежей. Рассеянные делятся на газы закрытых и открытых пор, среди которых различаются: 1) свободные, 2) растворенные в воде, 3) сорбированные минеральной частью породы, 4) сорбированные органическим веществом, 5) межслоевых пространств минералов (Зорькин и др., 1985).

Природные газовые смеси осадочного чехла по соотношению компонентов, с учетом классификации Л.М. Зорькина (1973), предложено разделять следующим образом: азотные (более 50%), углеводородные (СН_4+ВЫСШ более 50%), кислые (СО₂ более 50%), водородные (Н₂ более 50%) и смешанные, когда концентрация любого компонента не превышает 50% (Зорькин и др., 1985).

Природные газы, как свободные, так и присутствующие в растворенном состоянии в воде, часто представляют собой сложную смесь по составу и генезису, поскольку разные процессы приводят к образованию газов сходного состава.

Читайте также: